超超临界1 000 MW机组一次调频多变量优化策略

王 倩，惠文涛，吕永涛，刘 浩，高 林，常东锋，王 伟



超超临界1 000 MW机组一次调频多变量优化策略

王 倩1，惠文涛1，吕永涛1，刘 浩1，高 林1，常东锋2，王 伟2

（1.西安热工研究院有限公司，陕西 西安，710054；2.西安西热节能技术有限公司，陕西 西安 710054）

针对凝结水节流变负荷技术在燃煤机组灵活性改造时存在响应滞后10~20 s的情况，本文在某超超临界1 000 MW机组上进行凝结水节流变负荷、抽汽调节变负荷及给水分配变负荷试验，重点分析了后两种变负荷技术的安全性及有效性；并在传统凝结水节流技术的基础上，结合该机组回热系统的布置情况，提出凝结水节流与抽汽调节、给水分配变负荷技术相结合的一次调频多变量优化控制策略，再利用改进的滑压优化系统进一步提高机组节能潜力。一次调频考核试验验证了该优化策略的有效性和可行性，同时证明投入多变量优化系统及滑压优化系统后，该机组年平均节约煤耗1.5 g/(kW·h)，节能效果显著。

一次调频；多变量优化；超超临界机组；凝结水节流；抽汽调节；给水分配；滑压；节能

随着风能、太阳能等一系列清洁能源接入电力系统，其随机性、波动性给电网的稳定输出带来极大挑战[1]。同时，在未来很长一段时间，我国仍将以火力发电为主。这对燃煤火电机组运行的灵活性提出更高的要求。燃煤火电机组锅炉侧的大延迟、大惯性严重影响机组灵活运行[2]。提高燃煤机组的一次调频能力成为新能源电力大规模开发环境下需要不断探索的问题。

1992年，西门子公司对机组蓄能进行了全面研究，W. Dörner和E. Welfonder[3]针对低压加热器（低加）蓄能，提出可通过改变低加抽汽阀开度改善机组负荷的动态响应。1998年，Lausterer[4]提出“凝结水节流”概念，凝结水节流变负荷技术对凝结水回路调节阀和低加抽汽阀同时进行节流控制来响应机组负荷调节。近年来，凝结水节流技术在国内各种类型机组逐步推广应用，证明其在一次调频和AGC响应上的有效性[5]。2006年，姚峻等[6]在某900 MW机组上对该技术进行变负荷效果测试并证明了其有效性。目前该项技术已在华能铜川照金电厂[7]、华能玉环电厂[8]等不同装机容量的机组上应用，并取得较好的一次调频优化效果。

胡勇等[9]在分析凝结水节流机理特征和动态特性的基础上，根据能量守恒和质量守恒原理，给出了凝结水节流系统的简化非线性动态模型；刘芳等[10]提出了双重控制方式，并仿真验证该方法的有效性；刘吉臻等[11]针对火电机组快速变负荷的凝结水节流技术，设计了对机炉侧和节流侧功率进行解耦的协调补偿系统，以提高AGC考核指标。但由于凝结水节流技术的作用机理及动态过程的限制，其在响应时间上始终有10~20 s的滞后[12]，尽管对此进行了大量的优化研究，仍难以进一步提高机组一次调频的响应速度，在延迟时间内存在变负荷出力不足。

除了利用凝结水蓄能方法外，一些有效的变负荷技术也得到仿真研究或实际应用。陈波等[13]基于某超超临界1 050 MW机组进行给水旁路调节变负荷参与一次调频试验，为分析机组蓄热潜力提供了依据，但给水旁路变负荷一般需要增设高压加热器（高加）水侧可调节旁路，涉及给水管路的改造，也存在对厚壁设备的热冲击等问题；徐彤等[14]分析了背压对汽轮机一次调频能力的影响规律，设计了背压变化的一次调频能力补偿方案，并进行仿真验证，背压与机组安全性、经济性有紧密联系，故实际机组的应用较少；吴林林等[15]提出了一种融合虚拟惯性和可变下垂控制的大容量电池储能一次调频控制策略，通过仿真验证可有效降低机组频率波动幅度，减少频率稳定时间，但由于该项技术成本较高，也未得到广泛应用。

为了安全经济地缓解一次调频品质与机组节能需求的矛盾，本文针对某超超临界1 000 MW机组回热系统的特殊配置，提出凝结水节流变负荷与抽汽调节变负荷、给水分配变负荷相结合的一次调频多变量优化控制策略，减少了变负荷系统的响应延迟时间，提升了机组的变负荷能力，提高了机组运行的经济性。

1 高压加热器变负荷技术

1.1 抽汽调节变负荷技术

抽汽调节变负荷技术直接通过快速改变高加抽汽调节阀开度，改变高压加热器系统的抽气量，短时间内使得高、中压缸中做功的蒸汽量发生突变，达到快速变负荷的目的。

抽汽调节变负荷技术本质上仍继承凝结水节流技术的原理，即通过改变抽汽量来快速变负荷。但凝结水节流通过改变凝结水流量间接影响低压缸抽汽量，从而改变机组负荷，凝结水节流的作用对象是低压缸抽汽，而抽汽调节变负荷技术的作用对象是高压缸抽汽，后者蒸汽品质更高，做功能力更强，变负荷速度也更快。

1.2 给水分配变负荷技术

给水分配变负荷技术与凝结水变负荷技术类似，但由于高加、低加相对除氧器这一蓄能装置的分布位置不同，给水分配变负荷技术与以上2种控制技术在实现方式上有所差别。由于机组负荷对主给水流量的限制，给水变负荷一般通过增设高加水侧可调节旁路实现：通过快速改变通过高加的给水流量，来改变高加系统的抽汽量，短时间内使高、中压缸中做功的蒸汽量发生突变，从而达到快速变负荷的目的。与凝结水变负荷相比，高加给水分配变负荷也具有蒸汽品质高、做功能力强的优点。

2 优化策略试验

某超超临界1 000 MW燃煤机组回热系统（图1）包括3个高加、1个除氧器、4个低加。其中高加部分双列布置，且在A列设置附加0号高加。0号高加抽汽取自高压缸，设抽汽调节阀，控制0号高加压力随负荷变化。B列设置给水分配调节阀，控制 0号高加进出口差压，以此调整2列高加给水流量的合理分配。

该机组运行过程中通过主蒸汽调节阀节流响应一次调频，这种方式响应速度快，但由于响应正向一次调频时，动作初期高压调节阀短时间内大幅开大，主蒸汽压力随之降低，而锅炉侧的大惯性又无法保证主蒸汽压力快速回升，导致这种调节方式一次调频响应后期可能出现出力不足的情况。尤其在机组低负荷运行情况下。机组进行正向一次调频响应时，需要预先适当关小主蒸汽调节阀进行蓄能，才能够满足电网一次调频考核指标，但该过程明显造成节流损失的增加，降低了机组效率，机组运行经济性差。

对此，本文在传统凝结水节流技术基础上，针对某超超临界1 000 MW机组回热系统的特殊布置，在控制逻辑中加入抽汽调节变负荷及给水分配变负荷技术，以提高机组灵活性，并进一步挖掘深度滑压节能效果。

图1 某超超临界1 000 MW机组回热系统

2.1 抽汽调节变负荷试验

抽汽调节变负荷技术主要是针对0号高加来实现。0号高加自高压缸抽汽，设抽汽调节阀，控制0号高加压力，压力设定值随负荷变化。

对该超超临界1 000 MW机组在锅炉与汽轮机均手动控制情况下进行0号抽汽调节变负荷试验，通过动态改变0号高加抽汽调节阀开度，获得其与机组负荷的变化曲线（图2）。由图2可见，机组负荷与0号高加抽汽调节阀开度（表示0号高加压力）呈反向波动趋势，表明可通过改变0号高加压力短时间内快速改变机组负荷。统计抽汽调节变负荷响应滞后时间，负荷响应滞后时间为调节阀开度开始变化后首次出现负荷正确响应且5 s内无负荷反向波动的初始时间与调节阀变化初始时间的差值，结果见表1，其中数据采样时间为1 s。

图2 典型工况下抽汽调节变负荷特性

表1 抽汽调节变负荷响应滞后时间

Tab.1 The delay time of high pressure heater extraction load-adjustment at different loads

由表1可见，抽汽调节变负荷响应滞后时间平均约2 s，远小于凝结水节流变负荷滞后时间，可改善凝结水变负荷技术在响应初期出力不足的情况。

0号高加压力随机组实际负荷变化而变化，作为A列最后一级高压加热系统，其运行状态对机组运行参数有直接影响。0号高加压力若短时间内降低超过一定值，会引起其中蒸汽饱和压力大幅降低而导致水侧沸点降低，甚至出现沸腾现象，严重影响汽轮机安全。故在抽汽调节变负荷技术实施中，需严格控制0号高加压力在合理、安全范围内变化。

鉴于高加抽汽调节所具备的变负荷潜力，同时考虑其安全性，本文采用抽汽调节变负荷控制方法以0号高加压力为控制对象，根据机组实际负荷及变负荷偏置（包括一次调频）对其进行修正，实现快速升降负荷的目的，其控制原理如图3所示。

图3 抽汽调节变负荷控制原理

2.2 给水分配变负荷试验

该超超临界1 000 MW机组2列加热系统的级数不同，相同流量的给水仅布置在1号、2号、3号高加的B列和0号高加的A列，这样带走的高压缸抽汽热量会有所差异。给水分配变负荷就是利用2列高加水侧流量变化引起的热耗差来辅助负荷快速升降。A、B 2列的给水流量由安装在B列高加出口的给水分配调节阀进行合理分配，其控制对象为0号高加水侧进出口差压。

为了确保给水分配调节阀的开度变化不对机组运行造成强烈的扰动，在锅炉和汽轮机均手动控制情况下对该机组进行给水分配变负荷试验，通过动态改变给水分配调节阀开度，得到典型工况下给水分配变负荷特性（图4）。由图4可见，给水分配调节阀开度快速减小时，机组负荷整体呈上升趋势，反之亦然，故可利用给水分配调节阀开度的短时变化来实现负荷的快速升降。

图4 典型工况下给水分配变负荷特性

机组正常运行过程中，升负荷阶段，主给水流量增加，给水分配调节阀随负荷增大而关小，使 2列高加给水流量均合理增大。投入给水分配变负荷调节后，升负荷阶段，0号高加前后差压设定值加入一个负向偏置，减弱给水分配调节阀原本的关小趋势，将升负荷增加的总给水流量更多地分配至抽汽级数少的B列，以减少总流量增加带来的高加整体抽汽量的增加幅度。降负荷阶段也是如此。该机组给水分配变负荷试验结果见表2。由表2可见：机组负荷不变时，0号高加差压变化及高加出口给水温度变化随给水分配调节阀开度变化的增大而增大；给水分配阀开度变化相当时，若机组负荷较高，0号高加差压变化也较大，高加出口给水温度变化较小。在机组50%负荷，给水分配调节阀开度变化11.2%时，高加出口给水温度变化1.5 ℃。在控制逻辑中设置合理的差压偏置，可将高加出口水温变化最大值控制在±2 ℃左右，不会对系统造成较大的不利扰动。

表2 某超超临界1 000 MW机组给水分配变负荷试验结果

Tab.2 Test result of feedwater distribution load-adjustment for an ultra supercritical 1 000 MW unit

结合试验效果，在确保系统稳定运行的前提下，本文提出给水分配变负荷控制方法，以0号高加水侧前后差压为控制目标，根据机组负荷及变负荷偏置（包括一次调频）对其进行一定范围内的修正，实现辅助快速变负荷的目的，其控制原理如 图5所示。

图5 给水分配变负荷控制原理

3 节能效果分析

发电机组的一次调频响应指标与低节流损失之间相互矛盾。在节能优化时，要充分考虑优化所带来的变负荷能力的制约。高林等提出的深度滑压节能控制[16]建立在凝结水有限的变负荷能力上。本文在传统的凝结水节流技术的基础上，运用抽汽调节变负荷及给水分配变负荷技术，提升了机组一次调频响应能力，并利用0号高加压力及差压对深度滑压优化曲线加以改进，进一步合理挖掘机组节能潜力，其控制原理如图6所示。

图6 改进的滑压优化控制原理

该超超临界1 000 MW机组所在区域电网对一次调频考核要求机组一次调频响应指数在0~15 s、0~30 s、0~45 s必须分别达到0.4、0.6、0.7。

机组投入多变量及改进的滑压优化系统，分别在50%、60%、70%、80%、90%负荷下对该机组进行一次调频升负荷测试，记录并计算不同负荷下机组高压调节阀开度变化和一次调频指数（表3）。

表3 优化后机组不同负荷下一次调频考核试验结果

Tab.3 The primary frequency modulation test result of the unit at different loads after optimization

由表3可见，投入多变量及改进的滑压优化系统前后，不同负荷下，一次调频响应能力基本相当，满足电网考核的积分电量要求，且有较大裕量，同时，高压调节阀开度平均增大4.34%，节流损失明显减小，机组效率显著提高。

4 结 论

本文提出的凝结水节流变负荷与抽汽调节变负荷、给水分配变负荷相结合的多变量及改进的滑压优化策略，可将多变量变负荷响应一次调频的滞后时间缩短至2~6 s，提高了机组一次调频指标；高加抽汽调节变负荷提升了多变量系统的变负荷能力，结合智能滑压节能技术，减少了机组的节流损失，每台机组年平均节约煤耗约为1.5 g/(kW·h)。证明了抽汽调节、给水分配与凝结水节流技术相结合的多变量一次调频优化策略的有效性及可行性。

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Multivariable optimization strategy of primary frequency modulation for an ultra-supercritical 1 000 MW unit

WANG Qian1, HUI Wentao1, LYU Yongtao1, LIU Hao1, GAO Lin1, CHANG Dongfeng2, WANG Wei2

(1. Xi’an Thermal Power Research Institute Co., Ltd., Xi’an 710054, China; 2. Xi’an TPRI Energy Conservation Technology Co., Ltd., Xi’an 710054, China)

The condensate throttling varying load technology has a response lag of 10~20 s during the flexible retrofit of coal-fired units, to solve this problem, the condensate throttling test, high pressure heater extraction adjustment test and feedwater distribution tests on an ultra-supercritical 1 000 MW unit were carried out. Especially, the security and effectiveness of the last two load-changing methods were analyzed in detail. Combining the conventional condensate throttling technology with the special layout of the regenerative system of this unit, a multivariable optimization strategy of primary frequency modulation including condensate throttling, extraction adjustment and feedwater distribution was proposed. Moreover, the improved sliding pressure optimization system was used to further improve the energy saving potential of the unit. Through the primary frequency modulation assessment test, the effectiveness and feasibility of the improved strategy was proved. The experiment proves that, after the multivariable optimization system and sliding pressure optimization system was put into service, the annual average coal consumption of the unit decreased by 1.5 g/(kW·h), indicating the energy saving effect is dramatic.

primary frequency modulation, multivariable optimization, ultra supercritical unit, condensate throttling, extraction adjustment, feedwater distribution, sliding pressure, energy saving

TM621；TK323

B

10.19666/j.rlfd.201804114

王倩, 惠文涛, 吕永涛, 等. 超超临界1 000 MW机组一次调频多变量优化策略[J]. 热力发电, 2019, 48(1): 24-29. WANG Qian, HUI Wentao, LYU Yongtao, et al. Multivariable optimization strategy of primary frequency modulation for an ultra-supercritical 1 000 MW unit[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(1): 24-29.

2018-04-24

王倩(1989—)，女，硕士，工程师，主要研究方向为燃煤机组优化控制技术，wangqianxian@tpri.com.cn。

（责任编辑 杜亚勤）